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        耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系的合成及應(yīng)用

        2018-04-07 18:14:08郭宇
        斷塊油氣田 2018年2期
        關(guān)鍵詞:耐溫抗鹽礦化度

        郭宇

        (中國(guó)華油集團(tuán)公司,北京 100101)

        0 引言

        西部某油田屬于高溫、高礦化度油藏,并且已經(jīng)進(jìn)入高含水、高采出程度的“雙高”階段,采用水驅(qū)開采穩(wěn)產(chǎn)難度加大[1-3]。近年來(lái)針對(duì)高溫、高礦化度油藏的化學(xué)驅(qū)研究結(jié)果表明,此類油藏不適合采用堿驅(qū)和聚合物驅(qū),而表面活性劑驅(qū)和泡沫驅(qū)在此類油藏的開發(fā)中具有比較大的潛力。這2種化學(xué)驅(qū)采用的主要驅(qū)油劑均為表面活性劑,所以開展耐溫抗鹽型表面活性劑驅(qū)油體系的研究,對(duì)高溫、高礦化度油藏實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)、提高采收率具有比較重要的現(xiàn)實(shí)意義[4-14]。

        本文針對(duì)目標(biāo)油田隨著開采深度的增加,地層溫度升高、地層水礦化增大、常規(guī)表面活性劑難以滿足耐溫抗鹽的要求,設(shè)計(jì)合成了一種新型陰-非離子表面活性劑AN-2,并復(fù)配以磺酸鹽型Gemini表面活性劑GS-1,研制出一種耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系。在室內(nèi)評(píng)價(jià)了驅(qū)油體系的抗溫性能、抗鹽性能、長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性、動(dòng)態(tài)吸附性能以及驅(qū)油性能,并在現(xiàn)場(chǎng)開展了先導(dǎo)性驅(qū)油試驗(yàn),實(shí)現(xiàn)了在目標(biāo)油田儲(chǔ)層溫度125℃、礦化度15.3×104mg/L條件下的成功應(yīng)用。

        1 實(shí)驗(yàn)部分

        1.1 實(shí)驗(yàn)試劑

        氫氧化鈉、甲苯、2-氯乙基磺酸鈉,均為分析純?cè)噭?,脂肪醇聚氧乙烯醚AEO(海安石油化工廠)、陰-非離子表面活性劑AN-2(自制)、磺酸鹽型Gemini表面活性劑 GS-1(市售)、儲(chǔ)層原油(黏度 4.5 mPa·s,50 ℃)、地層水(離子組成見表1)。

        表1 地層水離子組分分析結(jié)果

        1.2 主要儀器

        TX500C型全量程旋轉(zhuǎn)滴表界面張力儀(上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司)、TG18G高速離心機(jī)(湖南凱達(dá)科學(xué)儀器有限公司)、SHJ-A6水浴恒溫磁力攪拌器(常州華奧儀器制造有限公司)、多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置(南通儀創(chuàng)實(shí)驗(yàn)儀器有限公司)。

        1.3 新型陰-非離子表面活性劑的合成

        首先,向500 mL四口燒瓶中加入一定質(zhì)量比的脂肪醇聚氧乙烯醚和氫氧化鈉,再加入一定量的甲苯,在70℃下加熱攪拌反應(yīng)3 h,除去水和多余的甲苯,得到反應(yīng)中間產(chǎn)物;然后,將中間產(chǎn)物轉(zhuǎn)移到玻璃反應(yīng)釜中,并向反應(yīng)釜中加入一定量的甲苯和2-氯乙基磺酸鈉,升高溫度至80℃,保溫反應(yīng)8 h后,水洗2次;最后,分離提純即得到最終產(chǎn)物——新型陰-非離子表面活性劑AN-2。

        1.4 復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系

        陰-非離子表面活性劑具有良好的耐溫抗鹽性、水溶性以及易生物降解等特點(diǎn),綜合了傳統(tǒng)陰離子和非離子表面活性劑的優(yōu)點(diǎn),適合在高溫、高礦化度油藏中使用[15-16]?;撬猁}型Gemini表面活性劑由于碳?xì)滏滈g較強(qiáng)的相互作用,易于聚集成膠束,具有較高的界面活性,并且能夠和其他表面活性劑復(fù)配產(chǎn)生協(xié)同作用,提高利用效率[17-18]?;诖耍瑢?AN-2和 Gemini表面活性劑GS-1進(jìn)行復(fù)配,研制出一種耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系,配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1,并對(duì)驅(qū)油體系的性能進(jìn)行了評(píng)價(jià)。

        2 性能評(píng)價(jià)結(jié)果與討論

        2.1 抗溫性能

        使用模擬地層水配制驅(qū)油體系溶液,在不同溫度下(25~140℃)老化24 h后,50℃水浴測(cè)定其與儲(chǔ)層原油之間的界面張力變化情況,評(píng)價(jià)其抗溫性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

        圖1 驅(qū)油體系油水界面張力隨溫度的變化

        由圖1可知,體系與原油之間的界面張力隨溫度的升高,呈現(xiàn)出先降低后增大的趨勢(shì)。110℃左右的界面張力值最低,可以達(dá)到10-4mN/m數(shù)量級(jí);溫度繼續(xù)升高至140℃時(shí),界面張力仍可以維持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)。另外,表面活性劑溶液在不同溫度下均未出現(xiàn)渾濁和分層等現(xiàn)象,說(shuō)明驅(qū)油體系的耐溫性能較好。

        2.2 抗鹽性能

        根據(jù)地層水離子組成分析結(jié)果,配制不同礦化度(濃縮或稀釋一定倍數(shù))的模擬地層水,然后再用不同礦化度的地層水分別配制驅(qū)油體系溶液,90℃下老化24 h后,50℃水浴測(cè)定其與儲(chǔ)層原油之間的界面張力變化情況,評(píng)價(jià)其抗鹽性能。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

        圖2 驅(qū)油體系油水界面張力隨礦化度的變化

        由圖2可知,體系與原油之間的界面張力隨礦化度的升高,呈現(xiàn)出先降低后增大的趨勢(shì)。當(dāng)?shù)V化度達(dá)到2倍地層水礦化度時(shí)(30.0×104mg/L),油水界面張力仍可以維持在超低界面張力水平,說(shuō)明體系具有良好的抗鹽性能。這是由于水中電解質(zhì)壓縮了表面活性劑的擴(kuò)散雙電層,使離子基團(tuán)間的電斥力減弱,并使水化膜得到一定程度的破壞,表面活性劑更加容易吸附在界面層上,從而使界面張力下降。若礦化度進(jìn)一步增大,會(huì)嚴(yán)重壓縮表面活性劑膜,使油水界面層厚度減小,導(dǎo)致界面張力升高。

        2.3 長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性

        使用模擬地層水配制體系溶液,測(cè)定其在125℃下老化不同時(shí)間后與原油間的界面張力變化情況,評(píng)價(jià)其長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性(見圖3)。實(shí)驗(yàn)溫度為50℃。

        圖3 驅(qū)油體系油水界面張力隨時(shí)間的變化

        由圖3可以看出,隨著時(shí)間的延長(zhǎng),體系的界面張力變化不大,30 d后的界面張力值仍可以達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí),說(shuō)明表面活性劑驅(qū)油體系的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性較好,能夠滿足高溫、高礦化度地層施工的需要。

        2.4 動(dòng)態(tài)吸附性能

        表面活性劑在地層礦物上的吸附會(huì)導(dǎo)致其有效質(zhì)量濃度降低,這不僅對(duì)驅(qū)油效果產(chǎn)生一定的影響,并且增大了經(jīng)濟(jì)成本,造成資源浪費(fèi)[19]。室內(nèi)使用多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置,根據(jù)物質(zhì)平衡法分別測(cè)定體系溶液經(jīng)過(guò)天然巖心之后的動(dòng)態(tài)吸附量。采用文獻(xiàn)[20]中的兩相滴定法測(cè)定溶液中表面活性劑的質(zhì)量濃度。

        實(shí)驗(yàn)步驟為:首先,分別使用0.3%AN-2和0.05%GS-1溶液驅(qū)替巖心,測(cè)定2種表面活性劑在巖心中的飽和吸附量;然后,水驅(qū),測(cè)定2種表面活性劑的脫附量;最后,計(jì)算出表面活性劑的最終吸附量。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。

        由圖4可知,隨著驅(qū)替量的增加,2種表面活性劑在巖心中的吸附量逐漸增加,驅(qū)替300 PV后,吸附量達(dá)到飽和,AN-2和GS-1的飽和吸附量分別為1.90 mg/g和1.20 mg/g。水驅(qū)階段,表面活性劑從巖心中脫附,吸附量逐漸下降,AN-2和GS-1的最終吸附量分別為0.90 mg/g和0.55 mg/g,均小于1.00 mg/g。實(shí)驗(yàn)說(shuō)明2種表面活性劑的動(dòng)態(tài)吸附性較差,在現(xiàn)場(chǎng)施工中損失較小,不會(huì)對(duì)驅(qū)油效果產(chǎn)生較大的影響。

        圖4 表面活性劑動(dòng)態(tài)吸附性能評(píng)價(jià)結(jié)果

        2.5 驅(qū)油試驗(yàn)

        具體步驟為:1)將天然巖心飽和地層水,計(jì)算孔隙度,測(cè)定水測(cè)滲透率;2)飽和儲(chǔ)層原油,在儲(chǔ)層溫度(125℃)下老化24 h;3)水驅(qū)至無(wú)油產(chǎn)出,計(jì)算水驅(qū)采收率;4)注入不同孔隙體積的驅(qū)油體系,再水驅(qū)至含水率98%以上,測(cè)定驅(qū)油效率。驅(qū)替過(guò)程均在儲(chǔ)層溫度下進(jìn)行。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

        表2 室內(nèi)模擬表面活性劑驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果

        由表2可知,隨著驅(qū)油體系注入量的增加,表面活性劑的驅(qū)油效率逐漸增大,當(dāng)注入0.3 PV時(shí),驅(qū)油效率可達(dá)到15%以上,增油效果顯著。

        3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

        西部某油田地層溫度125℃,地層水礦化度15.3×104mg/L,屬于中孔、中滲油藏。前期經(jīng)過(guò)較長(zhǎng)時(shí)間的注水開發(fā),目前已進(jìn)入高含水、高采出程度的階段,注水開發(fā)效果變差。為了改善綜合開發(fā)效果,針對(duì)儲(chǔ)層高溫、高礦化度的特點(diǎn),決定采用研制的耐溫抗鹽型復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系進(jìn)行先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)。在進(jìn)行表面活性劑驅(qū)之前,先注入聚合物凝膠,調(diào)整吸水剖面,防止竄流。

        試驗(yàn)區(qū)塊現(xiàn)有注水井4口、生產(chǎn)井6口,含油面積1.24 km2,石油地質(zhì)儲(chǔ)量102×104t。復(fù)合驅(qū)油體系配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1,井區(qū)日注入量為241.5 m3,累計(jì)注入3個(gè)月,注入量為0.3 PV,共計(jì)注入130.58 t的 AN-2和 21.84 t的 GS-1。

        注入3個(gè)月后,區(qū)塊內(nèi)注水井注入壓力下降明顯,日注量增大(見表3)。生產(chǎn)井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量上升,含水率下降,見效率100%。6口生產(chǎn)井平均日產(chǎn)液量由施工前的35.2 t增加到56.1 t,增加了59%,平均綜合含水率由89.5%降低到80.1%,增油效果顯著。TH-35井施工前后產(chǎn)液量、含水率變化見圖5。

        表3 施工前后注水井壓力和注水量變化情況

        圖5 TH-35井施工前后產(chǎn)液量、含水率變化

        4 結(jié)論

        1)室內(nèi)合成了一種新型陰-非離子表面活性劑AN-2,復(fù)配以磺酸鹽型Gemini表面活性劑GS-1,研制出一種耐溫抗鹽型高效復(fù)合表面活性劑驅(qū)油體系,配方為0.30%AN-2+0.05%GS-1。

        2)該驅(qū)油體系具有良好的耐溫抗鹽性、長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性以及較差的動(dòng)態(tài)吸附性。巖心模擬驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果表明,注入0.3 PV的驅(qū)油體系可提高采收率15百分點(diǎn)以上。

        3)在高溫、高礦化度油藏進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)施工應(yīng)用,增油效果顯著,改善了水驅(qū)開發(fā)效果,為同類油藏穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)提供了參考。

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